Модернизация системы сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождения Одопту "Северный Купол" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Модернизация системы сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождения Одопту "Северный Купол"

Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения. Система сбора и подготовки попутного нефтяного газа. Технологический Расчет работающего абсорбера гликолевой осушки газа и оценка экономической эффективности от его модернизации.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Модернизация системы сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождения Одопту «Северный Купол».
1. Система сбора и подготовки скважинной продукции
1.1 Система сбора скважинной продукции
2. Анализ эффективности осушки газа
2.1 Технологический расчет работающего абсорбера
2.2 Расчет абсорбера, оснащенного регулярной насадкой
3. Оценка экономической эффективности от модернизации абсорбера
3.1 Анализ основных технико-экономических показателей деятельности объекта за 2011-октябрь 2012 год
3.3 Расчет затрат на внедрение регулярной насадки
3.4 Расчет экономической эффективности от модернизации абсорбера
В данной работе рассмотрена система сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождения Одопту «Северный Купол». Объектом исследования является блок подготовки газа, в частности абсорбер гликолевой осушки газа. Произведен анализ работающего абсорбера и рассчитан абсорбер, оснащенный регулярной насадкой ДОАО ЦКБН. Рассчитана экономическая эффективность от модернизации абсорбера.
Заключительная часть содержит выводы о проделанной работе.
Нефтегазовое месторождение Одопту-море расположено на шельфе Охотского моря в 6-10 км восточнее берега острова Сахалин. Открыто в 1977г. И введено в пробную эксплуатацию в 1998г.
На рисунке 1 изображена карта «Одопту-море»
Рисунок 1 - Обзорная карта месторождения «Одопту-море»
Выделено два объекта эксплуатации: XXI (пласты XXI 1 +XXI 2 ) и XX (пласты XX 1 2 +XX 2 +XX 3 ).
В тектоническом отношении месторождение приурочено к Одоптинской антиклинальной складке, расположенной в пределах Одоптинской мегаантиклинали и осложненной тремя куполами (Северный, Центральной и Южный).
Северный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом и представляет собой брахиантиклиналь, ориентированную по длинной оси в субмеридиональном направлении и осложненную тектоническими нарушениями, контролирующими три блока.
Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями нижненутовского горизонта верхнего миоцена (пласты XX 1 2 , XX 2 , XX 3 , XXI 1 и XXI 2 )
На месторождении по состоянию на 01.01.2010 пробурены 33 добывающих скважин, 6 из них переведены под закачку воды. Конструкция скважин наклонно-направленная, была выработана исходя из условий предотвращения осложнений в процессе бурения. На рисунке 2 изображена типовая конструкция скважин.
Рисунок 2 - Типовая конструкция скважин
Фонд добывающих скважин - 27, в том числе действующих 21, в бездействии - 1 скважина, в освоении после бурения - одна, ликвидированных - 4. Все скважины эксплуатируются механизированным способом (ЭЦН).
Фонд нагнетательных скважин - шесть, под закачкой воды - четыре, в бездействии - одна, наблюдательная - одна.
Средняя обводненность за 2009г. Составила 6,8%, средний дебит по нефти - 118 т/сут., по жидкости - 127 т/сут.
С начала разработки по месторождению добыто 4929 тыс. т нефти, что составляет 27,7% от НИЗ, 5051 тыс. т жидкости. Накопленная добыча газа составляет 1256 млн. м 3 , в том числе 1110 млн. м 3 растворенного газа,146 млн. м 3 газа газовых шапок.
В пласты закачено 3537 тыс. м 3 воды. Текущая и накопленная компенсация отборов жидкости закаченной воды составляют 159% и 83% соответственно.
Накопленная добыча конденсата, добываемого вместе с нефтью, составила 6 тыс. т.
В 2009 г. Проектные показатели по добыче нефти превышают фактические всего на 0,3%. Данное отклонение обусловлено незначительно меньшим отбором жидкости, в среднем на 8%, за счет остановки перевода скважин под закачку воды.
Объект разрабатывается с 1998 г. Пробурены 24 добывающих скважин.
Фонд добывающих скважин - 24, в том числе действующих - 15 (из них одна совместная), приобщен вышележащий объект в одной, переведены под закачку воды - пять, ликвидированных - четыре.
Фонд нагнетательных скважин - пять, под закачку воды - три, в бездействии - одна, наблюдательных - одна.
Дебит по нефти - 120 т/сут, по жидкости - 131 т/сут. Отбор нефти с начала разработки - 4118 тыс. т (35% от НИЗ), жидкости - 4225 тыс. т., 1041 млн.м 3 газа, в том числе 146 млн.м 3 газа газовых шапок. Текущий КИН - 0,174. Текущая обводненность 8,6%. Текущее пластовое давление составляет 12 МПа, что ниже начального на 36%. С декабря 2005 г. Начата опытная закачка воды в соответствии с Программной научно-исследовательских и промысловых работ. В пласт закачано 3342 тыс. м 3 воды. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой 189%, накопленная - 98%.
Объект введен в разработку в 2003 году и находится в стадии разбуривания. Пробурены 9 добывающих скважин, переведены с нижележащего объекта - одна.
Фонд добывающих скважин - 10, в том числе действующих - семь (из них одна совместная), в бездействии - одна, в освоении после бурения - одна, переведены под закачку воды - одна.
Фонд нагнетательных скважин - одна под закачку воды.
Дебит по нефти - 99 т/сут, по жидкости - 101 т/сут. Отбор нефти с начала разработки - 811 тыс. т (13,1% от НИЗ), жидкости - 826 тыс. т, 215 млн. м 3 растворенного газа. Текущий КИН - 0,050. Текущая обводненность 2,5%. По результатам промысловых замеров и расчетов на гидродинамической модели среднее пластовое давление составляет 13 МПА, что ниже начального на 12%. В 2009г. организована избирательная система заводнения - в пласт закачано 196 тыс.м 3 воды. Текущая и накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составляют 91% и 28% соответственно.
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов приведена в таблице 1.1.
Состояние запасов свободного газа и газа газовых шапок приведено в таблице 1.6.
Состояние запасов газового конденсата приведено в таблице 1.7.
Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
Ср. глубина залегания кровли (абс.), м
плостово-сводовый, литологически экранированный
Площадь нефетегазоносности, тыс. м 2
Ср. эффективная нефтенасыщенная толщина, м
Ср. эффективная водонасыщенная толщина, м
Коэфф. нефтенасыщенности ЧНЗ, д.ед.
Коэфф. нефтенасыщенности ВНЗ, д.ед.
Коэфф. нефтенасыщенности пласта, д.ед.
Начальная пластовая температура, ?С
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПс
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3
Плотность нефти в пов. условиях, т/м3
Давление насыщения нефти газом, Мпа
Содержание стабильного конденсата, г/м3
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3
На месторождении «Одопту-море» производится герметизированный сбор, сепарация газожидкостной смеси, обезвоживание водонефтяной эмульсии и доведение нефти, газа и воды до нормируемых свойств с последующим их транспортом. Пластовая вода, добытая и отделенная от нефти, транспортируется к нагнетательным скважинам месторождения для закачки ее в пласт с целью поддержания пластового давления.
Максимальная производительность месторождения «Одопту-море» составляет:
· по пластовой жидкости 1674тыс. т/год (4586 т/сут)
· по нефти 1042 тыс. т/год (2855 т/сут)
· по закачке воды в систему ППД 2382 тыс. т/год (6526 т/сут)
· по газу 340 млн. нм 3 /год (1000000 нм 3 /сут)
В соответствии с назначением технологический комплекс объекта "Обустройство месторождения Одопту-море" позволяет осуществлять следующие операции:
· сбор и разделение продукции нефтяных скважин на сырую нефть, сырой газ и воду;
· подготовку, учет и транспорт нефти до центрального пункта сбора нефти (ЦПСН «Тунгор»);
· подготовку, компримирование попутного нефтяного газа, его учет и подачу на собственные нужды в магистральный трубопровод;
· очистку пластовой воды до норм соответствующих требованиям ОСТ-39-225-88, замер и подачу подготовленной пластовой воды в систему ППД.
По физико-химическим свойствам нефть, добываемая на месторождении Одопту-море, характеризуется как легкая, малопарафинистая. Согласно исходным геологическим данным по бурению и добыче скважинная продукция характеризуется высоким газовым фактором, который составляет 200?250 м 3 /т, а в исключительных случаях может достигать и 300 м 3 /т. Обводненность нефти составляет 35%.
Физико-химические свойства нефти месторождения «Одопту-море», приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Физико-химические свойства нефти
Наменование сырья, материалов, реагентов изготавливаемой продукции
Показатели качества, обязательные для проверки
По физико-химическим свойствам вода, попутно добываемая с нефтью, характеризуется как сильноагрессивная (суммарная концентрация сульфатов и хлоридов более 5 г/л) по степени агрессивного воздействия рабочей среды на элементы металлоконструкций (трубопроводы, оборудование).Физико-химическая характеристика пластовых вод, попутно добываемых с нефтью на месторождении «Одопту-море», приведена в таблице 1.3.
Газы Сахалинских месторождений свободные и попутные, бессернистые, сухие, углеводородные с высоким содержанием метана до 96-98 %, с низким содержанием СО 2 , N 2 .
Качество подаваемого газа в газопровод и потребителю должна соответствовать требованиям ГОСТ 5542-87 «Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. ТУ» и ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия».
Попутный газ, подаваемый в трубопровод для перекачки, состоит в основном из метана. Метан представляет собой простейшего представителя соединений углерода с водородом. Это бесцветный, нетоксичный, не имеющий запаха и вкуса газ, малорастворимый в воде. На него не действуют ни кислоты, ни щелочи. С кислородом метан в обычных условиях не реагирует, но при поджигании - сгорает. Горение сопровождается выделением большого количества тепла.
Кроме метана, в газе присутствуют этан, бутан, пропан.
Физико-химические свойства и компонентный состав газа добываемого с затрубного пространства скважин, газа выделяемого при разгазировании нефти на площадке подготовки нефти и подготовленного газа с УПГ месторождения «Одопту-море», приведены в таблицах 1.4- 1.5.
Таблица 1.3 - Физико-химические свойства пластовой воды
Наименование сырья, материалов, реагентов изготавливаемой продукции
Показатели качества, обязательные для проверки
1.Плотность, г/см 3 2.Содержание сероводорода мг/л (без консервации)
2.Содержание сероводорода мг/л (без консервации)
5.Основной компонентный состав, мг/л:
Таблица 1.4 - Физико-химические свойства и компонентный состав газа с затрубного пространства скважин
Наименование сырья, материалов, реагентов изготавливаемой продукции
Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта компании
Показатели качества, обязательные для проверки
1.Плотность относительная при 20?С и 760мм рт.ст., кг/м 3
2. Плотность абсолютная при 20°С и 760мм рт.ст., кг/м3
Таблица 1.5 - Физико-химические свойства и компонентный состав газа Iступени сепарации
Наименование сырья, материалов, реагентов изготавливаемой продукции
Номер государственного или отраслевого стандарта, технических условий, стандарта компании
Показатели качества, обязательные для проверки
1.Плотность относительная при 20?С и 760мм рт.ст., кг/м 3
2. Плотность абсолютная при 20°С и 760мм рт.ст., кг/м3
Таблица 1.6 - Состояние запасов свободного газа, газа газовых шапок на 01.01.2010г.
Таблица 1.7 - Состояние запасов конденсата на 01.01.2010г.
1. Система сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождение «Одопту-море»
1.1 Система сбора скважинной продукции
Добываемая продукция от скважин по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40-14-400 (2ед.), где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер дебита газа. Проектом разработки установлено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.
С измерительных установок газожидкостная смесь по проектируемым трубопроводам подается в сборный коллектор: основной трубопровод и лупинг «Южный Куст - Северный Куст» Ду200, L=4,8 км, Ру=2,5 МПа, в объеме 2450 т/сут и поступает на площадку подготовки нефти, расположенном на Северном Кусте.
На Южном Кусте предусмотрена установка дожимной насосной станции, которая предназначена для перекачки жидкости добываемой по затрубному пространству фонтанирующих скважин, при эксплуатации которых возникает необходимость работы на более низкое давление, чем в закрытой системе сбора Южного Куста.
Газ с затрубного пространства скважин по индивидуальным шлейфам Ду80, Ру1,6 МПа с давлением 0,5 - 1,0 МПа и температурой 20 - 25 0 С поступает в сборный коллектор Ду300, который подключен к блоку регуляторов давления, с целью его редуцирования до давления 0,25 - 0,5 МПа, и с последующей подачей на площадку предварительной сепарации газа, и где происходит очистка нефтяного газа от капельной влаги. На площадке газосепараторов предусмотрена установка предохранительных устройств, а так же возможность отвода газа в полном объеме на факельную установку для сжигания в случае возникновения аварии.
Газ с площадки предварительной сепарации в объеме 122,4 млн. куб. м/год поступает в проектируемый газопровод Ду 400 протяженностью 4,4 км на УСН «Одопту-море» для дальнейшей его подготовки к транспорту.
Добываемая продукция от скважины по индивидуальным шлейфам подается на измерительные установки типа Мера 40-14-400 (2ед.), где производится замер дебита жидкости каждой скважины и замер газа. Проектом предусмотрено подключение существующих скважин на проектируемые измерительные установки.
Продукция скважин с измерительных устройств Северного Куста по проектируемым трубопроводам подается в сборные коллектора и поступает на площадку подготовки нефти в объеме 2325 т/сут.
Упрощенная технологическая система сбора и подготовки скважинной продукции представлена на рисунке 1.1.1.
Площадка подготовки нефти представлена:
- установка блочная сепарационная: УБС 6300/16 (2ед.), Рраб=1,2-1,4 МПа;
- установка предварительного сброса пластовой воды: УПСВ-16-3000 (2ед.), Рраб=1,2-1,4 МПа.
На Северном Кусте также предусмотрена установка блока регулятора давления газа, предназначенного для редуцирования газа до заданного давления и автоматическое его поддержание, а также для учета газа.
Рисунок 1.1.1 - Принципиальная схема системы сбора и подготовки скважинной продукции
Далее газ в объеме 1000 тыс.м 3 /сут, давлением 0,1-0,35 МПа по проектному газопроводу Ду 400 поступает на площадку сепарации газа с последующей подачей на площадку дожимной компрессорной станции с давлением 0,05 - 0,3 МПа.
Для обеспечения бесперебойной утилизации попутного газа месторождения Одопту-море в районе ЦНП «Тунгор» запроектированы газораспределительная станция с узлом учета газа и дожимная компрессорная станция, которая предназначена для обеспечения необходимого давления газа (не менее 5,5 МПа) с целью его транспортировки в летний период по высоконапорному газопроводу «Даги-Оха» диаметром Ду 500 протяженностью 147 км до Боатасино и далее потребителям Хабаровского края в объеме 0,5 млн. м 3 /сут. (175 млн. м 3 /год).
Поступившая с южного и северного кустов скважинная продукция по нефтепроводу Ду 300 мм, поступает на площадку подготовки нефти, где происходит разделение газонефтяного потока на газ и жидкость.
После УБС дегазированная пластовая жидкость по трубопроводу Ду300 с давлением 1,2-1,4 МПа в объеме 4750 т/сут подается в теплообменник «газ-жидкость», где нагревается до температуры 35 0 С за счет теплообмена с газом, поступившего с площадки ДКС с температурой 100-120 0 С и давлением 1,8-2,0 МПа. Далее жидкость поступает на установку предварительного сброса воды (УПСВ). Обезвоженная нефть с площадки УПСВ, поступает на площадку буферных емкостей, (V-100 в количестве 4 штук), с которых по низконапорному нефтепроводу Ду 250, в объеме 1042 тыс. т/год подается на прием нефтенасосной, и далее через СИКН с давлением 3,0-3,5 МПа поступает в межпромысловый нефтепровод НСУ «Одопту-море» - ЦНП «Тунгор» (L=24км, Ду 200мм).
Газ с затрубных пространств скважин Южного куста по газопроводу Ду 400 протяженностью 4,4 км в объеме 350 тыс. м 3 /сут, давлением 0,15-0,48 МПа, и с Северного куста в объеме 220 тыс. м 3 /сут, давлением 0,5-1,0 МПа, поступает на площадку блока регулятора давления газа, где происходит смешивание данных объемов газа с газом выделившегося с площадки подготовки нефти (УПСВ, УБС) в объеме 390 тыс. м 3 /сут, давлением 1,0-1,5 МПа. Далее газ в объеме 1000 тыс. м 3 /сут, давлением 0,1-0,35 МПа температурой 6 0 С поступает на площадку сепарации газа с последующей подачей на площадку дожимной компрессорной станции с давлением 0,05-0,3 МПа. После компремирования газ с давлением1,8-2,0 МПа и температурой 100-120 0 С по трубопроводу 250 протяженностью 125м направляется в теплообменник «газ-жидкость», где охлаждается до 30 0 С за счет теплообмена с дегазированной жидкостью, поступающей с площадки подготовки нефти в объеме 4750 т/сут. Далее газ по трубопроводу Ду 300 поступает на установку подготовки газа.
Упрощенная схема системы подготовки газа представлена на рисунке 1.2.1.
Рисунок 1.2.1 - Принципиальная схема системы осушки газа
Дожимная компрессорная станция ДКС «Одопту» предназначена для компримирования нефтяного попутного газа месторождения Одопту-море, поступающего с трех направлений (Южный куст; Северный куст; площадка подготовки нефти УБС, УПСВ), осушки и дальнейшего транспорта газа с давлением Р=1,6 МПа по г/п «Одопту - АГРС «Тунгор» Ду300, Ду400 мм на АГРС «Тунгор» и г/п «Кыдыланьи - Оха».
Компримирование газа осуществляется газоперекачивающими агрегатами (ГПА) на базе интегрированных мотор-компрессоров Ajax DPC 2803 LE и DPC 2804 LE производства компании Cameron Compression Systems, США, блочного исполнения. Перекачиваемый технологический газ служит также топливным газом для ГПА. Топливный газ на газопоршневые приводы компрессоров отбирается после установки осушки.
Суммарная проектная производительность компрессорной станции по газу составляет 350 млн. м 3 /год (1 млн. нм 3 /сут.) в том числе:
I поток объединяет газ затрубных пространств Южного и Северного кустов - 610 тыс. нм 3 /сут.:
1 нитка - поступление с Южного куста - 136,5 млн.нм 3 /год; ( 390 тыс.нм 3 /сут.);
2 нитка - поступление с Северного куста - 77 млн. нм 3 /год; ( 220 тыс.нм 3 /сут.);
3 нитка - поступление с УПСВ- 136,5 млн.нм 3 /год; ( 390 тыс.нм 3 /сут.).
Часть скомпримированного газа в объеме ~1000 нм 3 /час редуцируется и используется на собственные нужды ДКС (газопоршневые приводы компрессорных агрегатов, установка осушки газа).
Для компримирования газа установлено 6 газоперекачивающих агрегатов: на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2803 LE - 1шт., на базе мотор-компрессоров Ajax DPC 2804 LE - 5шт., (5 рабочих, 1 резервный).
В состав компрессорной станции входят основные технологические сооружения:
- блок приемных газопроводов с узлами учета газа;
- площадка сепараторов для очистки поступающего газа от жидких и твердых примесей;
- компрессорный блок, представляющий группу газоперекачивающих агрегатов со вспомогательными системами: межступенчатыми сепараторами для отделения капельной жидкости, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) газа, аппаратами воздушного охлаждения (АВО) масла и антифриза;
- площадка дренажной емкости для приема углеводородного конденсата;
компрессорная сжатого воздуха, воздуха КиП и А с установкой получения азота.
На площадке входных сепараторов происходит отделение капельной жидкости от газа, с последующей подачей газа на прием дожимной компрессорной станции.
Объединенный поток газа 1 и 2 ниток (I-поток) по трубопроводу Ду=600мм, с давлением Р=0,1-0,15 МПа поступает в центробежный вертикальный сепаратор поз. С-102, где происходит отделение капельной жидкости.
Попутный нефтяной газ 3 нитки (II-поток) по трубопроводу Ду=200 мм, с давлением Р=1,0-1,5 МПа, поступает в сепаратор поз. С-101, где происходит отделение капельной жидкости.
Отделенный газовый конденсат (вода) из сепараторов С-101, С-102, через регуляторы уровня LV101, LV102, сливается в дренажную емкость с погружным насосом поз. ЕП-101/Н-101. Откуда насосным агрегатом АВ50/50 поступает в автоцистерну для защиты от превышения уровня жидкости в сепараторах, на линиях выхода газового конденсата установлены электромагнитные клапаны №7,8 с автоматическим их открытием по верхнему уровню и закрытием по нижнему уровню в сепараторах.
Сброс газа с сепараторов С-101 и С-102с предохранительных устройств осуществляется на факельную установку высокого и низкого давления.
Далее газ I потока по газопроводу Q=61000 нм 3 /сут, Р=0,1-0,3 МПа и t=10-15 0 С и газ II потока Q=390000 нм 3 /сут, Р=1,0-1,5 МПа и t=15-16 0 С поршневыми газоперекачивающими агрегатами AJAX DPC-2804LE и AJAX DPC-2803LE перекачиваются на прием ДКС.
Низконапорный газ (Iпоток) по газопроводу №80 Q=610000 нм 3 /сут, Р=0,1-0,3 МПа и t=10-15 0 С распределяется на приеме компрессоров ГПА 103/A-D, точнее на прием входных сепараторов С-203/A-D далее через демпферную емкость на всасывании поступает на первую ступень сжатия компрессорных агрегатов ГПА-103/A-D и через аппарат воздушного охлаждения АВО-103/A-D, где охлаждается до температуры 48-50 0 С и поступает в промежуточный сепаратор С-203/A-D/2 на вторую ступень сжатия, где дожимается и проходит через вторую секцию АВО-103/A-D и охлаждается до температуры 35-49 0 С. Далее поступает в концевые сепараторы С-203/A-D/3.
Высоконапорный газ (II поток) по газопроводу №81 Q=390000 нм 3 /сут, Р=1,0-01,5 МПа и t=15-16 0 С поступает на прием С-201/1 далее через демпферную емкость поступает на компрессорный агрегат ГПА-101, где происходит охлаждение до температуры 35-49 0 С. Далее в концевой сепаратор С-201/2. Сброс газа с сепараторов С-201/1 и С-201/2 через клапаны и пневмоприводные клапана по сбросному трубопроводу поступает на факельную установку высокого давления.
Компримированный попутный нефтяной газ после сепараторов С-201/1, С-201/2 и С-203/A-D/3 поступает в общий коллектор №85 и далее с Q=1000000 нм 3 /сут, Р=1,8 МПа и t=35-49 0 С подается на УПГ 36ММ/TEG Dehy с использованием ТЭГ.
Установка подготовки газа состоит из:
Газ с Q=1000000 нм 3 /сут, Р=1,8 МПа и t=35-49 0 С поступает на вход абсорбера Т-701. В абсорбере происходит контакт газа и жидкости, во время которого происходит отделение влаги. Сырой газ подается вниз абсорбера и поднимается вверх. Тощий раствор подается сверху и движется вниз. Опуская по колонне абсорбент поглощает влагу из газа, осушенный газ поднимается наверх и через теплообменник «газ-гликоль» Е-103 выводится с установки. Насыщенный гликоль с нижней тарелки абсорбера Т-701 по регулятору уровня поступает в десорбер Е-102 с целью его дегенерации. Насыщенный гликоль перед подачей в десорбер подогревается в конденсаторах поз. Е-105, V-203 и теплообменниках поз. Е-101/А,В,С «тощий - насыщенный ТЭГ» в верхней части десорбера. Затем он подается в трехфазный сепаратор V-202 «газ-гликоль». Отделившиеся газы подаются на сжигание в Е-102. Отвод гликоля из трехфазного сепаратора - по регулятору уровня, через фильтры поступает в теплообменники «тощий - насыщенный ТЭГ» поз. Е101/АВС, затем в десорбер поз.Е-102.
Основная функция десорбера - выделение влаги из поглотителя ТЭГ, сброс отделенной влаги в атмосферу и улавливание гликоля, испаренного в огневом подогревателе десорбера.
Циркуляционные насосы обеспечивают откачку гликоля из десорбера, повышения давления концентрированного гликоля и подачи гликоля на верхнюю тарелку абсорбера. Расход гликоля регулируется посредством насосов. Перед входом в насос гликоль проходит теплообменники поз. Е-101/А,В,С, где подвергается охлаждению, а на выходе - через теплообменник сухого газа Е-103, где подвергается дополнительному охлаждению перед попаданием в абсорбер.
Подготовленный газ с давлением не более1,6 МПа подается в межпромысловый газопровод диаметром Ду300/400 НСУ «Одопту-море» - ЦНП «Тунгор» протяженностью 25 км и далее по существующим сетям диаметром Ду 500 потребителям Охинского и Ноглинского районам.
2. Анализ эффективности осушки газа
2.1 Технологический расчет работающего абсорбера
Абсорбер предназначен для очистки и осушки природного газа перед подачей в магистральный газопровод и представляет собой колонный аппарат, состоящий из трех функциональных секций. Эскиз абсорбера изображен на рисунке 2.1.
Технологический расчет включает в себя:
- определение числа теоретических тарелок;
- определение сечения ситчатых и контактно-сепарационных тарелое;
- расчет гидравличекого сопротивления тарелок;
- выбор расстояния между тарелками;
- расчет входной сепарационной секции;
- расчет сепарационной тарелки, находящейся под фильтрующей секцией;
- гидравлический расчет верхней сепарационной тарелки;
- проверку высоты кубовой части аппарата;
- расчет штуцеров аппарата, расчет сливной трубы с контактно-сепарационной тарелки и гидрозатвора.
Рисунок 2.1 - Эскиз абсорбера с колпачковыми тарелками
Исходные данные для расчета приведены в таблице 2.1.
Объемная производительность, Q об , тыс. м 3 /сут
Поверхностное натяжение ТЭГа, у, Н/м
Поверхностное натяжение воды, у, Н/м
Компонентный состав газа, на входе в УКПГ приведен в таблице 2.2
Таблица 2.2 - Компонентный состав газа
Определение числа теоретических тарелок
Для расчета числа теоретических тарелок аппарата строим равновесную линию водяного пара и раствора ТЭГа и рабочую линию абсорбции.
Построение равновесной и рабочей линии для температуры контакта 35 о С и точки росы минус 5 о С ведется по данным таблице 2.3.
Из таблицы 2.2 получаем: Тпк=210,22; Рпк=4,93
По известным данным Тпк и Рпк определим приведенные параметры газа при нормальных и рабочих условиях:
По графикам Брауна-Катца определяем значения коэффициентов сверхсжимаемости газа при нормальных Zn и рабочих Zp условиях: Zn=1; Zp=0,95.
Секундный расход газа по формуле (2.1)
Плотность газа в рабочих условиях определяется по формуле (2.2)
Таблица 2.3 - Зависимость влагосодержания ТЭГа и газа от точки росы
Влагосодержание приведено к условиям Р=0,1013 МПа и t=0 о С.
Точка А на рабочей линии (рисунок 2.2) соответствует конечной точке осушки газа. Концентрация ТЭГа в точке А равна Х 1 ,% масс. Точке росы, равной минус 5 о С, соответствует влагосодержание газа Х 1 (таблица 2.3). Точка В на рабочей линии соответствует начальной точке осушки. Концентрация ТЭГа в точке В равна Х 2 .
При подаче газа в абсорбер с температурой 35 о С его влагосодержание определяется по формуле (2.3)
Рисунок 2.2 - Рабочая и равновесная линия влагосодержания для МФА и определения теоретического числа ступеней
Построением ступенчатой ломаной линии между рабочей и равновесной линиями получаем n Т теоретических тарелок.
Число теоретических тарелок определяем по формуле (2.4)
где з т - контактно-сепарационных тарелок, принимаем равным 0,6.
Расчет количества TЭГа проводится для следующих параметров газа:
температура контакта - T K = 35 о С, точка росы минус 5 о С, давление 1,8 МПа.
Количество влаги, поглощаемое при осушке определяется по формуле (2.5)
Необходимое количество РTЭГа по формуле (2.6)
При температуре осушаемого газа 35 0 С для достижения точки росы минус 5 0 С при давлении 1,8 МПа необходимо 7,7 м 3 / час РТЭГа.
Площадь сечения элемента составит по формуле (2.7)
F к-с =0,785•d к-с 2 = 0,785•0,06 2 = 0,002826 м 2
где d к-с - внутренний диаметр элемента. Принимаем равным 0,06м.
Скорость газа в контактных элементах по формуле (2.8)
где Ф - фактор скорости в контактных элементах: Ф ном =24,3; Ф ma х =26,7; Ф min =12.
Объёмная производительность секции определяется по формуле (2.9)
где n к-с - количество контактно-сепарационных элементов.
Принимается 110 шт., при диаметре аппарата D=1,4 м.
Расчет выходной сепарационной секции (сепарационная тарелка и фильтр-коагулятор)
Поверхностное натяжение ТЭГа при рабочих условиях определяется по формуле (2.10)
у D =(у D 0 +1)-(10•P p ) 0,65 = (30+1)-(10•1,8) 0,65 =26,75 кг/м
Критическая скорость газа в сепарационном элементе определяется по формуле (2.11)
где К - коэффициент устойчивости режимов течения от давления, принимается равным 4,5.
Объемная производительность сепарационной тарелки определяется по формуле (2.12)
где F c =F к-с =0,00283 м 2 - площадь сечения элемента;
n с - количество элементов на сепарационной тарелке.
Свободное сечение между фильтрующими патронами определяется по формуле (2.13)
F св =0,785•(D 2 -n ф •d ф 2 ) = 0,785•(1,4 2 -121•0,105 2 )=0,5 м 2
где d ф - наружный диаметр фильтрующего патрона, принимается равным 0,105 м;
n ф - количество фильтрующих патронов. Принимается равным 121 шт.
Объемная секундная производительность определяется по формуле (2.14)
Скорость в свободном сечении аппарата на верхнем срезе фильтрующих аппаратов определяется по формуле (2.15)
Скорость фильтрации определяется по формуле (2.16)
Поверхность набегания газа на фильтрующий патрон определяется по формуле (2.17)
где l ф - длина фильтрующих патронов. Принимается равной 1,05 м.
Действительная площадь фильтрации определяется по формуле (2.18)
F ф = n ф • f ф =121•0,346=41,88 м 2
Максимальная пропускная способность фильтрующей секции определяется по формуле (2.19)
Расчет входной сепарационной секции (вертикальная кольцевая сетчатая насадка)
Коэффициент, учитывающий влияние начального содержания жидкости
Скорость набегания газа на вертикальную кольцевую сетку определяется по формуле (2.20)
где К=0,51 - коэффициент устойчивости режимов течения от давления.
Расчетная площадь вертикальной кольцевой насадки определяется по формуле (2.21)
Расчетная высота насадки определяется по формуле (2.22)
где D ср =1,36 м - средний диаметр насадки
Действительная поверхность набегания кольцевой вертикальной насадки по формуле (2.23)
Максимальная пропускная способность секции определяется по формуле (2.24)
Площадь сечения колонны определяется по формуле (2.25)
Площадь для прохода гза определяется по формуле (2.26)
F г = F K - 0,785• D гл 2 =1,538 - 0,785•1,2 2 = 0,4082 м 2
Скорость природного газа в сечении определяется по формуле (2.28)
Скорость движения жидкости в эллиптическом днище (2.29)
Действительное время пребывания жидкости на глухой тарелке определяется по формуле (2.30)
Допу
Модернизация системы сбора и подготовки попутного нефтяного газа месторождения Одопту "Северный Купол" дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Ел Болашағы Білімді Ұрпақ Эссе
Курсовая работа по теме Биологические особенности крупного рогатого скота как объекта селекции
Контрольная Работа По Истории Пятый Класс
Курсовая Совершенствование Регламентации Труда Персонала Автосервиса
Реферат: Алкоголізм профілактика та лікування
Реферат: Психофизиологические основы работоспособности человека
Дипломная работа по теме Актуальные проблемы преподавания современной литературы в 9-11 классах
Курсовая работа по теме Современные подходы к автоматизации делопроизводства
Реферат: География отраслей общего машиностроения
Реферат: Засоби зв'язку комп'ютеризованих систем
Шпаргалки На Тему Шпаргалка По Архивоведению
Дипломная работа по теме Проект по монтажу системы отопления двухэтажного коттеджа
Реферат по теме Метастазы 'Единой России'
Ответы Контрольная Работа Географии Огэ 2022
Декабрьское Сочинение Забвению Не Подлежит Примеры
Дипломная работа по теме Вплив антропогенного забруднення р. Десна на втрату ролі судноплавної артерії
Реферат по теме Проблема искусственного интеллекта : технические и социальные аспекты
Доклад по теме Характеристика организаторских и управленческих способностей
Реферат: Різницевий метод розв язування звичайних диференціальних рівнянь Апроксимація Метод прогонки
Реферат: Анализ прибыли предприятия 2
Особенности составления документов - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Бухгалтерская отчётность коммерческой организации как заключительный этап учетного процесса - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Облік розрахункових операцій з постачальниками і підрядниками - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа